Positionspapier der European Energy Exchange AG Notwendigkeit und Design von Kapazitätsmechanismen. Datum

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1 Positionspapier der Notwendigkeit und Design von Kapazitätsmechanismen Datum Ort Dokumentversion Leipzig 0001A

2 1. Einführung Gegenwärtig wird in Deutschland diskutiert, ob der europäische Strommarkt langfristig eine sichere Versorgung mit Strom gewährleisten kann. Es wird befürchtet, dass der Markt ohne weitere staatliche Interventionen nicht genügend sicher verfügbare Kapazitäten i errichte. Dies könne dazu führen, dass die Nachfrage nicht gedeckt werden kann, wenn diese hoch ist und die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien gering. Durch den weiteren Ausbau Erneuerbarer Energien vergrößere sich das Problem. Um einer möglichen Unterdeckung der Nachfrage und damit einer kontrollierten Abschaltung von Verbrauchern vorzubeugen, wird die Einführung von Kapazitätsmechanismen diskutiert. Hierbei handelt es sich um ergänzende Marktregeln, die künstlich eine Nachfrage nach gesicherter Leistung ii schaffen, die von alleine nicht entstehen würde. Die Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen wird mit den spezifischen Eigenschaften des Gutes Strom begründet. Die Nachfrage nach Strom ist auf Großhandelsebene kurzfristig nicht (oder nur sehr schwach) preiselastisch. Das bedeutet, dass der Markt nicht über Informationen über die Zahlungsbereitschaft der Endverbraucher von Strom verfügt. Dadurch kann die Nachfrage im Falle einer Unterdeckung mit Kapazität nicht effizient rationiert werden dies wäre aber Voraussetzung dafür, dass der Markt die effiziente Menge an Kapazität bereitstellt, so, wie es auf anderen Märkten geschieht. Weil nicht effizient rationiert werden kann, wird die Prämisse erhoben, dass die Nachfrage gar nicht rationiert werden soll. Dies führt zu einem erhöhten Bedarf an Kapazität, und es ist fraglich, ob der Markt diesen Bedarf von selbst deckt. Zudem wird die Notwendigkeit eines Kapazitätsmechanismus mit den Risiken begründet, denen sich ein potenzieller Investor für ein neues Kraftwerksprojekt gegenübersieht: Zum einen erzeugen Kraftwerke, die als Backup dargebotsabhängiger Erzeuger fungieren, in nur wenigen Stunden des Jahres Strom. Wenn sie jedoch Strom erzeugen, wird dieser zu einem vergleichsweise hohen Preis abgesetzt. Dadurch sind die Erlöse aus dem Verkauf von Strom volatil, wodurch sich das Risiko für Investoren erhöht. Zum anderen müssen politische Parameter mit erheblicher Hebelwirkung in Bezug auf die Wirtschaftlichkeit eines Kraftwerks antizipiert werden, beispielsweise die Ausgestaltung des Emissionsrechtehandels oder die zukünftige Förderung Erneuerbarer Energien. Auch die Debatte über fehlende Investitionsanreize selbst führt zu einer Zurückhaltung von Investitionen. Zuletzt führt die Implementierung von Kapazitätsmechanismen in den Nachbarländern dazu, dass dort zusätzliche Kapazitäten errichtet werden. Dies erhöht die Importe Deutschlands aus diesen Ländern und senkt die Großhandelspreise. Auch dieser Effekt reduziert die Investitionstätigkeit in Deutschland. Abbildung 1 zeigt die Vielfältigkeit der Kapazitätsmechanismen in Europa, die geplant oder bereits implementiert sind. Auch innerhalb der CWE-Regionen findet sich kein einheitliches Bild. Grundsätzlich existieren neben diesen Mechanismen weitere Modelle, über die Erzeugungskapazität direkt oder indirekt vergütet werden kann, bspw. Märkte für Regelleistung oder abschaltbare Lasten. Da im Folgenden auf langfristig wirksamen Mechanismen zur Steuerung von Investitionen in Erzeugungskapazität fokussiert wird, sind diese Modelle in Abbildung 1 nicht dargestellt. Es ist jedoch zu beachten, dass insbesondere die Weiterentwicklung von Märkten für Regelleistung auch einen Beitrag zur langfristigen Sicherstellung der Versorgungssicherheit leisten kann. Positionspapier der EEX zu Notwendigkeit und Design von Kapazitätsmechanismen, Release 0001A Page 1

3 Wie im Energiepolitischen Eckpunktepapier der European Energy Exchange (EEX) Erfolgsfaktoren für die Energiewende: Markt und Europa vom dargelegt, bekennt sich die EEX zu freien, wettbewerblichen, beaufsichtigten und transparenten Märkten. Deshalb sollten Kapazitätsmechanismen nur nach äußerst gründlicher Abwägung aller Folgen und erst dann eingeführt werden, wenn marktwirtschaftliche Mechanismen mit geringerer Eingriffsintensität nicht zu den erforderlichen Ergebnissen führen ( ultima ratio ). Stattdessen sollten die Potenziale des Energy-Only- Marktes insbesondere durch Flexibilisierung der Nachfrage, die Integration Erneuerbarer Energien und die Europäische Integration vollständig erschlossen und ausgeschöpft werden. Im Folgenden sind Mindestanforderungen formuliert, denen ein Kapazitätsmechanismus, sofern erforderlich, aus Sicht der EEX genügen sollte. Anschließend werden Kapazitätsmechanismen, die derzeit diskutiert werden, bewertet und Vor- und Nachteile aus Sicht der Börse dargestellt. Strategische Reserve Dezentraler Kapazitätsmarkt Zentraler Kapazitätsmarkt Andere? CWE-Regionen Abbildung 1: Existierende und geplante Kapazitätsmechanismen in Europa. Quelle: EEX Positionspapier der EEX zu Notwendigkeit und Design von Kapazitätsmechanismen, Release 0001A Page 2

4 2. Mindestanforderungen an Kapazitätsmechanismen Zum gegenwärtigen Zeitpunkt kann nicht abschließend beantwortet werden, ob zukünftig ein Kapazitätsmechanismus in Deutschland erforderlich ist. Angesichts der Bestrebungen in Deutschland, die erforderliche Kapazität zur Absicherung der Spitzenlast national sicherzustellen, wird die Notwendigkeit eines solchen Mechanismus aber wahrscheinlicher: Die Integration des deutschen Strommarktes in den europäischen Binnenmarkt reduziert die Kapazität, die für die Aufrechterhaltung von Versorgungssicherheit in Deutschland benötigt wird. Kapazitätsmechanismen in Nachbarländern verstärken diesen Effekt. Eine rein nationale Betrachtung wird daher Überkapazität und damit einen Kapazitätsmechanismus erfordern und zu einer ineffizienteren und teureren Lösung führen, als in einer europäischen Betrachtung erforderlich wäre. Die EEX ist nicht davon überzeugt, dass in einem europäischen Kontext Kapazitätsmechanismen zur Sicherstellung von Versorgungssicherheit in Deutschland erforderlich sind. Zunächst sollten der europäische Binnenmarkt weiterentwickelt, Maßnahmen zur Energieeffizienz ergriffen, Nachfrageflexibilität erschlossen werden und Erneuerbare Energien in den Energiemarkt integriert werden. Erst dann sollte, sofern sich sowohl ein Bedarf nach neuen Kraftwerken als auch fehlende Investitionsbereitschaft zeigen, die Einführung eines Kapazitätsmechanismus erwogen werden Strikte Entkopplung von Kapazitäts- und Energiemarkt Der Handel mit oder die Vergütung von Kapazität sollten keinerlei Rückwirkung auf den Handel mit Strom an Intraday-, Spot- oder Terminmärkten haben. Zwar wird eine Verschiebung von grenzüberschreitenden Handelsströmen unvermeidlich sein. Ein direkter Eingriff in die kurzfristige Allokation, der zu Ineffizienzen führen würde, sollte aber vermieden werden. Insbesondere ist jede Form von Erzeugungsnachweisen in Knappheitssituationen zu vermeiden. Auch heute kommt es nicht zu Stromausfällen, obwohl in Knappheitszeiten keine Produktionsverpflichtung besteht; die Erzeugung von Strom in Knappheitszeiten geschieht aufgrund der dann hohen Preise marktbasiert Keine Verfolgung von Sekundärzielen Der Mechanismus sollte nur die Sicherstellung eines definierten Niveaus an Versorgungssicherheit gewährleisten. Sekundärziele, wie die Reduktion von CO2-Emissionen, die Förderung flexibler Technologien, die Integration Erneuerbarer Energien, eine Umverteilung von Renten oder die Bekämpfung von Marktmachtpotenzial auf dem Großhandelsmarkt für Strom sollten nicht durch einen Kapazitätsmechanismus, sondern separat adressiert werden Europäische Koordination nationalstaatlicher Mechanismen Idealerweise würden die Frage nach der Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen nicht für ein Land, sondern für Europa beantwortet und ein Mechanismus möglichst europaweit einheitlich ausgestaltet werden. Sofern dies nicht erreichbar ist, stellt eine regionale Harmonisierung, beispielsweise innerhalb der CWE-Region, bereits eine Verbesserung gegenüber einer rein nationalen Lösung dar. Im Falle nationalstaatlicher Lösungen, wie sie sich heute abzeichnen, sollten zumindest die Wechselwirkungen mit dem europäischen Binnenmarkt berücksichtigt werden. Zudem sollte sichergestellt werden, dass die Nationalstaaten in Summe nicht zu viel Kapazität beschaffen. Positionspapier der EEX zu Notwendigkeit und Design von Kapazitätsmechanismen, Release 0001A Page 3

5 2.4. Marktkräfte vollumfänglich nutzen Ein Kapazitätsmechanismus erfordert grundsätzlich einen Eingriff in die bestehenden Märkte durch den Staat. So fußt jeder aktuell diskutierte Eingriff auf der Verpflichtung von Akteuren zur Beschaffung von Kapazität kombiniert mit einer Strafe bei Nicht-Beschaffung. Ein marktbasierter Mechanismus sollte sich so weit wie möglich auf diese zwei Komponenten der Steuerung beschränken. Möglichst viele Merkmale des Kapazitätsmechanismus sollten sich somit marktbasiert herausbilden, beispielsweise der Umfang der einzelnen Kraftwerkstechnologien, der Umfang der erschlossenen Nachfrageflexibilität sowie die zeitlichen Fristen, in denen Kapazität beschafft oder gehandelt wird. So können vorhandene Effizienzpotenziale, zum Beispiel durch eine stärkere Einbindung der Nachfrageseite, effektiv gehoben werden Gleiche Behandlung von Alt- und Neuanlagen Alt- und Neuanlagen leisten grundsätzlich den gleichen Beitrag zur Versorgungssicherheit und sollten daher gleich behandelt werden. Dies ist auch erforderlich, weil unwirtschaftliche Bestandsanlagen sonst stillgelegt würden. Zusätzlich führt die selektive Förderung neuer Kraftwerke zu einem Rutschbahneffekt : Eigentlich wirtschaftliche Bestandsanlagen werden durch die neuen geförderten Kraftwerke aus dem Markt gedrängt Regionale Maßnahmen zur Behebung von Netzengpässen nur als Übergangslösung Maßnahmen zur Behebung regionaler Engpässe, wie sie heute in der Reservekraftwerksverordnung geregelt sind, sollten nur eine Übergangslösung darstellen, bis innerdeutsche und europäische Netzengpässe behoben sind. Grundsätzlich ist es zwar bei den meisten heute diskutierten Kapazitätsmechanismen möglich, innerdeutsche Netzengpässen bei der Beschaffung von Kapazität zu berücksichtigen. Eine derartige Regionalisierung kann aber einer Zementierung heute vorhandener Netzengpässe Vorschub leisten. Der innerdeutsche Netzausbau ist mit Blick auf den Ausbau Erneuerbarer Energien im Norden Deutschlands zwingend erforderlich; ein dauerhafter regionaler Kapazitätsmechanismus begründet daher zusätzliche Ineffizienzen. Positionspapier der EEX zu Notwendigkeit und Design von Kapazitätsmechanismen, Release 0001A Page 4

6 3. Anforderungen und Auswirkungen von Kapazitätsmechanismen Im Folgenden werden kurz die Modelle diskutiert, die in der politischen Diskussion derzeit relevant sind. Dabei handelt es sich um die strategische Reserve, den zentralen selektiven Kapazitätsmarkt ( fokussierter Kapazitätsmarkt), den zentralen umfassenden Kapazitätsmarkt ( Versorgungssicherheitsverträge ) sowie den dezentralen Kapazitätsmarkt. Die Bewertung erfolgt nicht auf Basis einer umfassenden Darstellung aller Vor- und Nachteile, sondern konzentriert sich auf die aus unserer Sicht wichtigsten Aspekte Strategische Reserve Die strategische Reserve kann kurzfristig einen Beitrag leisten, Bestandsanlagen im Markt zu halten, die ihre Fixkosten nicht am Markt decken können. Gegenwärtig wird dies bereits in Form der sogenannten Netzreserve gemäß der Reservekraftwerksverordnung realisiert. Die Notwendigkeit der Netzreserve folgt nicht aus den strukturellen Problemen, die wir zu Beginn angesprochen haben, sondern aus Netzengpässen, die lokal zu Erzeugungsengpässen führen können. Aufgrund ihrer Ineffizienz und Intransparenz sollte die Netzreserve nur eine Übergangslösung darstellen. Als Instrument zur Beschaffung von Neuanlagen ist die strategische Reserve anderen Kapazitätsmechanismen unterlegen. Mit der strategischen Reserve soll eine definierte Zielmenge an gesamter vorhandener Kapazität (Markt + strategische Reserve) sichergestellt werden. Eine sinnvolle Gestaltung einer solchen strategischen Reserve erfordert, dass bei der Beschaffungsauktion (oder Ausschreibung) Bestandsanlagen und Neuanlagen gleichberechtigt teilnehmen dürfen. Als Ergebnis des Mechanismus würden alle Bestandsanlagen, deren kumulierte Deckungsbeiträge niedriger sind als die Kapitalkosten des teuersten beschafften Neubauprojekts, vom Markt in die strategische Reserve wechseln. Eine zentrale Stelle müsste daher vor der Auktion zweierlei schätzen: Die Angebotsfunktion für Neubauprojekte und die Wirtschaftlichkeit von Bestandsanlagen. Erst dann könnte die zentrale Stelle die über die Auktion zu beschaffende Menge bestimmen, die dementsprechend groß ausfällt. Aufgrund der immensen Komplexität dieser Aufgabe bestünde ein erhebliches Risiko der Über- oder Unterversicherung, so dass weder Effektivität noch Kosteneffizienz sichergestellt sind und mit hoher Wahrscheinlichkeit verfehlt werden Zentraler Kapazitätsmarkt Im zentralen Kapazitätsmarkt wird eine vorgegebene Kapazitätsmenge über eine zentral durchgeführte Auktion beschafft. Der zentrale Kapazitätsmarkt kann selektiv oder umfassend ausgestaltet sein. Bei der selektiven Variante wird der Markt in förderwürdige und nicht-förderwürdige Kapazitäten unterteilt. Basis dafür sind Sekundärziele, die neben Versorgungssicherheit adressiert werden, beispielsweise eine gezielte Förderung bestimmter Technologien oder eine Umverteilung von Renten. Per Konstruktion ist ein solcher Mechanismus nicht kosteneffizient, weder kurz- noch langfristig. Zudem treten aufgrund der Segmentierung ähnliche Probleme wie bei der strategischen Reserve auf, wenn die zu beschaffende Menge an Kapazität ermittelt wird. Zuletzt kann es bei selektiven Mechanismen zu einem Rutschbahneffekt kommen (siehe oben). Wir raten daher von der Einführung eines selektiven Mechanismus ab. Positionspapier der EEX zu Notwendigkeit und Design von Kapazitätsmechanismen, Release 0001A Page 5

7 Bei einer umfassenden Ausgestaltung des Mechanismus ist es allen Kapazitäten gestattet, an der zentralen Beschaffungsauktion teilzunehmen. Dabei kann es sich um Altanlagen, Neuanlagen oder nachfrageseitige Kapazitäten (Demand Side Response) handeln. Eine besondere Herausforderung eines umfassenden Kapazitätsmarktes ist, Altanlagen sinnvoll zu berücksichtigen. Aus Effizienzgründen muss sichergestellt werden, dass funktionsfähige und kostengünstige Bestandsanlagen nicht zugunsten von teureren Neubauten stillgelegt werden. Aus diesem Grund müssen Bestandsanlagen ihre Kosten in der Auktion offenbaren können. Bestandsanlagen sollten also genau wie Neuanlagen Gebote in der Auktion frei platzieren dürfen. Nur so können die erforderlichen Kapazitätszahlungen für Bestandsanlagen marktbasiert ermittelt werden. Andererseits verfügen große Betreiber von Bestandsanlagen über ein erhebliches Marktmachtpotenzial in der Kapazitätsauktion. Gleichzeitig ist es ex-post praktisch unmöglich, die Ausübung von Marktmacht nachzuweisen. Dies ist dem sehr komplexen Kalkül bei der Gebotserstellung und der subjektiven Bewertung von relevanten Parametern durch die Marktteilnehmer geschuldet. Aus demselben Grund lassen sich auch Preisobergrenzen für Altanlagen nicht sinnvoll festlegen. Das Problem der potenziellen Ausübung von Marktmacht in der Kapazitätsauktion bleibt im zentralen Kapazitätsmarkt ungelöst. Grundsätzlich kann die zentrale Beschaffung von Kapazität dennoch theoretisch eine effiziente Allokation herbeiführen. Bei der konkreten Umsetzung ist aber mit einer Reihe von Hemmnissen zu rechnen, die die Effizienz vermindern. Zum einen birgt die hohe Zentralität des Modells die Gefahr, dass relevante Parameter durch die zentrale Stelle falsch gesetzt werden. Zum anderen müssen die Kapazitätsauktionen zeitlich strukturiert werden. Es gibt hier keine beste Lösung; jedes denkbare Schema ist heuristisch und führt zu einer anderen Zusammensetzung der Kapazität im Markt. Beispielsweise wird Demand Side Response bei zu langfristigen Auktionen potenziell ausgeschlossen, weil Nachfrager die Option zur Lastreduktion möglicherweise nicht über mehrere Jahre verkaufen können; sind die Auktionen zu kurzfristig, können neue Kraftwerksprojekte mit langen Vorlaufzeiten nicht angeboten werden. Damit bleibt ungeklärt, wie die zeitliche Strukturierung der Beschaffungsauktionen eine effiziente Bereitstellung von Kapazitäten herbeiführen kann. Aufgrund der genannten Probleme raten wir von der Einführung eines zentralen Mechanismus ab Dezentraler Kapazitätsmarkt Im dezentralen Kapazitätsmarkt wird gesicherte Kapazität standardisiert gehandelt. Stromnachfrager können oder müssen, je nach Ausgestaltung, Zertifikate über gesicherte Kapazität beschaffen. Wie beim zentralen Mechanismus können Altanlagen, Neuanlagen und nachfrageseitige Kapazitäten Leistung zur Verfügung stellen und somit Zertifikate generieren. Die zentrale Stelle überprüft sowohl die Beschaffung gesicherter Leistung durch die Stromnachfrager als auch die Lieferung von Leistung durch die Verkäufer der Zertifikate. Verfehlungen werden sanktioniert. Der dezentrale Kapazitätsmarkt ist in der Umsetzung vermutlich die komplexeste Lösung. Obwohl das Modell auf den ersten Blick wenig Bedarf nach dezentralen Festlegungen verspricht, erfordert eine konkrete Umsetzung ein hohes Maß an zentraler Planung. Der wichtigste zentral zu steuernde Parameter sind Höhe und Struktur der Strafzahlungen, die bei Verfehlungen erhoben werden. Die Strafzahlungen determinieren mittelbar die Menge an Kapazität, die durch den Kapazitätsmechanismus herbeigeführt wird. Positionspapier der EEX zu Notwendigkeit und Design von Kapazitätsmechanismen, Release 0001A Page 6

8 Zudem ist nicht geklärt, ob sich ein stabiler Preis für Leistungszertifikate herausbildet, der genügend Anreize für Investoren bietet, damit sich ein ausreichendes Niveau an Versorgungssicherheit einstellt. Bei einer konkreten Ausgestaltung kann es erforderlich sein, einen Sicherheitsmechanismus in Form einer zusätzlichen Reservekapazität oder in Form von zentralen Beschaffungsauktionen zu implementieren, um Versorgungssicherheit garantieren zu können. Dadurch entsteht weiterer zentraler Steuerungsbedarf. Ein großer Vorteil des dezentralen Kapazitätsmarktes ist hingegen der zeitkontinuierliche und technologieneutrale Handel mit Kapazität. Dadurch kann die Fristigkeit der Beschaffung durch die Marktteilnehmer selber bestimmt werden. So können Leistungszertifikate sowohl auf Termin- als auch auf Spotmärkten gehandelt werden. Im Gegensatz zu einem zentralen Mechanismus kann dies zu einer Bereitstellung gesicherter Leistung führen, die näher an der effizienten Lösung liegt. Zuletzt übernehmen Stromnachfrager im dezentralen Kapazitätsmarkt selbst die Verantwortung (und die Kosten) für ihre Spitzenlast, wodurch langfristig Anreize entstehen können, die Spitzenlast abzusenken. Nach unserer Einschätzung ist der dezentrale Kapazitätsmechanismus der zentralen Lösung leicht überlegen Vergleich der Modelle Abbildung 2 ordnet die oben diskutierten Mechanismen hinsichtlich des Umfangs der teilnehmenden Kapazität ein. Zudem ist unsere Einschätzung der Effizienz der Mechanismen dargestellt. Der dezentrale Kapazitätsmarkt vereint Merkmale der strategischen Reserve und des zentralen Kapazitätsmarktes, die zu Ineffizienzen führen. Der dezentrale Kapazitätsmarkt hat aufgrund des kontinuierlichen Handels Vorteile gegenüber dem zentralen Kapazitätsmarkt. Effizienz des Modells Dezentraler Kapazitätsmarkt Strategische Reserve Zentraler Kapazitätsmarkt (selektiv) Zentraler Kapazitätsmarkt (umfassend) Umfang der teilnehmenden Kapazität Abbildung 2: Einordnung und Bewertung der verschiedenen Mechanismen. Quelle: EEX Positionspapier der EEX zu Notwendigkeit und Design von Kapazitätsmechanismen, Release 0001A Page 7

9 4. Fazit Versorgungssicherheit auf nationaler Ebene ist heute politisches Ziel. Eine nationale Sicherstellung von Versorgungssicherheit wird wahrscheinlich einen Kapazitätsmechanismus erforderlich machen, auf den man bei europäischer Betrachtung verzichten könnte. Dies ergibt sich aus den Überkapazitäten einer nationalen Lösung im europäischen Kontext. Wir sind nicht davon überzeugt, dass ein Kapazitätsmechanismus in Deutschland auf absehbare Zeit erforderlich ist. Angesichts der Komplexität und der ungelösten Probleme aller Modelle raten wir davon ab, einen solchen Mechanismus einzuführen. Die heute diskutierten Modelle ordnen wir folgendermaßen ein: Die strategische Reserve ist als kurzfristige Übergangslösung zur Behebung von Netzengpässen geeignet. Als langfristiger Mechanismus ist sie ineffizient und ineffektiv. Zentrale, selektive Kapazitätsmechanismen adressieren neben Versorgungssicherheit Sekundärziele. Dadurch entstehen Ineffizienzen, weshalb wir selektive Mechanismen ablehnen. Der zentrale, umfassende Kapazitätsmarkt ist als langfristiger Mechanismus effektiver und effizienter als die strategische Reserve. Aufgrund zahlreicher zentral festzulegender Parameter ist jedoch auch dieser Mechanismus anfällig für Ineffizienzen. Zudem entsteht erhebliches Marktmachtpotenzial, das nicht wirksam bekämpft werden kann. Bei richtiger Ausgestaltung können im dezentralen Kapazitätsmarkt Marktkräfte am besten wirken. Der kontinuierliche und technologieneutrale Handel mit Kapazitäten und die direkte Verantwortung der Vertriebe für die Spitzenlast ihrer Kunden führen zu einer effizienten Mischung aus Kraftwerkstechnologien, Speichern oder nachfrageseitigen Maßnahmen. Sollte die Einführung eines Kapazitätsmechanismus erwogen werden, wäre die dezentrale Variante zu bevorzugen, die der zentralen umfassenden Variante leicht überlegen ist. Eine langfristige strategische Reserve oder selektive Mechanismen lehnen wir dagegen strikt ab. i Unter Kapazitäten verstehen wir im Folgenden alle Einheiten im Stromerzeugungssystem, die positive Leistung bereitstellen können. Darunter fallen Kraftwerke, Speicher, Lastreduktion durch nachfrageseitige Maßnahmen (DSR) etc. ii Unter gesicherter Leistung verstehen wir den Anteil der Nennleistung einer Kapazität, die zu einem bestimmten Zeitpunkt mit einer hinreichend hohen Wahrscheinlichkeit zur Verfügung steht. Positionspapier der EEX zu Notwendigkeit und Design von Kapazitätsmechanismen, Release 0001A Page 8